水轮发电机组常见检修工艺及技改

前言:某水利枢纽位于当地主流域中下游, 其内部主要有大坝、泄水建筑、引水建筑、水电站主副厂房等基础设施。其内部共有水力发电机组3台, 单机容量2万KW, 总容量为6万KW, 年均发电量为2.6亿KW*h。该水轮发电机组电力能源传输为4回110KV、3回35KV、1回10.5KV的综合输电线路, 是该区域内主要清洁绿色电力能源联络枢纽电站。

一、水轮发电机组常见检修工艺

水轮发电机组的检修贯彻“预防为主、计划检修与状态检修相结合”的方针, 做到“应修必修, 修必修好”, 使设备经常处于良好状态, 提高设备的可靠性和利用率。

1、状态检修工艺

状态检修又可称为诊断检修, 在实际应用中需要利用计算机监控系统, 对水轮发电机组常规运行参数进行整合分析, 以便及时发现水轮发电机组运行的故障及风险。如在转轮检修过程中, 只有依据其常规运行阶段的气蚀、磨损、裂纹等数据;止漏环的损坏程度, 才能确定具体明确的叶片修复措施。

2、定期检修措施

水轮发电机组定期检修主要是以发电机组运行风险故障发生频率为依据, 确定检修间隔。一般来说, 水轮发电机组定期检修时间常处于枯水季节, 其在实际检修过程中可以针对较隐蔽的风险进行全面检测, 如流道水工建筑物损坏情况;上冠、下环、叶片的气蚀磨损程度等。

二、水轮发电机组技术改进措施

1、现有水轮发电机检修工艺改造

由于水轮发电机组运行阶段与发电机技术发展阶段具有一定的差异, 而水轮机是水电厂将水轮转换为机械能的重要设备, 水轮机在水轮发电机组中处于重要位置, 因此水轮机实际运行效率直接影响了整体水轮发电机组运行效率。有的水轮机出现了高效区域小、振动区域大、空化性能差等问题。水轮机的选型造型技术改进难度大、内部影响因素较多的特点, 这就导致水轮发电机组在实际增容改进环节中的不利影响因素较多。常用的方法有:增减导叶数量、切割转轮叶片出水边、改变转轮上冠下环的曲线、直至更换新的转轮。在实际水轮机改进过程中, 技术改进人员应将水轮机的转轮改进作为主要工作施行。采用三维粘性流动数值模拟, 科学合理地确定转轮叶片的切割量, 最终达到增容目的。在这个基础上逐步对水轮发电机组其他相关辅助设备、调速器、水工金属结构进行技术改进。结合技术改造前后运行性能进行检测分析, 保证水轮发电机组稳定运行。为了避免水轮发电机组检修期间抱紧力对轴承体的不利影响, 可在中心抱轴前期, 逐一测量水轮发电机主轴表层与轴承体间距离, 并进行具体的数值对比, 保证距离准确, 从而保证检修工艺达标, 做到“修必修好”提高出力的目的。

2、转轮检修工艺技术改造

在前期转轮检修工艺实施的基础上, 可根据转轮气蚀、磨损严重、焊补、打磨轮叶等级区别对待, 进行一次中修措施, 即专门针对水轮机气蚀、磨损问题, 进行现场补焊、磨光、环氧金刚砂抗磨涂料涂抹等措施。依据中修数据, 进行磨蚀检修方案的优化设置, 如消耗焊条数量、修补工期、检修工艺要求等。在具体的转轮检修工艺实施时, 首先需要对转轮叶片空蚀区深度及面积数据进行集中分析, 必要情况下可对关键空蚀位置进行摄像并标记[1]。其次在大型检修期间, 可对转轮叶片底部采用超声波探伤或荧光探伤的措施, 确定相应转轮叶片裂纹风险因素及具体裂纹位置、裂纹大小;以便为后期转轮叶片裂纹风险处理方案的制定提供依据。为了避免转轮叶片裂纹进一步恶化, 可在裂纹两端进行止裂孔的设置, 并采用电弧气刨等设备在转轮叶片裂纹生长方向进行坡口开设, 一般裂纹开设坡口为52-56°之间。经过局部预热采用奥氏体焊条和堆式焊条进行堆焊处理, 做好保温措施;打磨时要求表面光洁、过度自然符合线型要求;最后在电弧气刨出坡口完毕后, 可采用砂轮等设备沿着砂轮开坡口蔓延方向进行打磨清洗措施, 最好选用先做样板, 再按样板进行打磨。在这期间可选择符合标准的不锈钢焊条进行补焊措施, 同时根据堆焊层数进行锤子敲击频率的规划, 以便最大程度控制转轮叶片焊接应力, 对面积较大深度较浅, 可采用喷焊合金粉的工艺进行修复, 即制成一些很细的金属粉末, 利用气焊的火焰将其融化并喷在转轮表面, 实际上是让转轮穿上一件硬质的合金铠甲。从而保证转轮质量要求, 达到提高转轮出力的目的。

3、叶片磨蚀检修技术改造

在现阶段水轮发电机组工艺运行过程中, 由于水轮发电机组水轮机转轮叶片修复具有工期要求紧、修复技术要求高的特点, 且实际现场修复作业环境较恶劣, 导致现阶段水轮机叶片检修实际效率不高, 于是必须对水轮机转轮叶片进行无损检测。如在水轮机叶片间隙空蚀处理期间, 虽然叶片抗抹涂层可以有效保证叶片稳定运行, 但是随着水轮机组的运行, 叶片表层涂料脱落速率也逐渐增加, 针对这种情况, 在水轮发电机组叶片检修期间, 可在常规喷砂修补的基础上, 进行气蚀裙边设置, 以便控制叶片本体翼型空蚀问题[2]。还可以采用渗透探伤来检测叶片受损情况, 能很好地检测出裂纹受损、开裂等危险性较大的缺陷, 然后在层层跟踪清除裂纹, 这样可以彻底清除叶片根部的裂纹。此外, 由于水轮机叶片气蚀空隙较小, 为了保证气蚀裙边运行效果, 水轮机检修人员可在气蚀裙边设置前期, 进行轴承调整作业。即在水轮发电机组推力受力一定后, 可在相应位置进行导轴承安装调整。导轴承调整气蚀间隙主要针对整个水轮机转动核心, 如水轮机止漏环、发电机主轴承等。在具体导轴承间隙调整环节, 应依据前期水轮机设置要求及主轴承位置、摆盘运行频率, 在先调整水导再调整导轴承的原则, 促使水轮机轴承双侧间隙与标准值相符, 达到检修目的。

总结:

综上所述, 在水轮发电机组运行过程中, 由于各种风险因素的存在, 对水轮发电机组运行检修效率造成了一定不利影响。因此, 在以往水轮发电机组定期、状态检修模式运行的基础上, 水轮发电机组检修人员应根据实际情况, 结合水轮机的转轮、上冠、下环、转轮叶片等不同构件运行特点, 合理进行检修技术改进。保证整体水轮发电机组运行检修效率, 为区域电力资源供应效率的提升提供依据。

摘要：在经济全球化进程中, 我国社会市场经济水平有了大幅度的提升, 为各项基础建设事业开展提供了良好的机遇。低成本、低污染的清洁绿色的水电行业更是社会主义经济发展的基础行业。在水力发电机组运行过程中, 由于各种较多风险因素的影响, 其故障风险概率较大。本文以实际水轮机组检修为例, 结合常见水轮发电机组检修工艺的应用, 对常见水轮发电机组技术改造措施进行了简单的分析。

关键词：水轮发电机组,检修工艺,技改

参考文献

[1] 董东旭, 王涛.浅谈水轮机导轴承检修工艺的提高[J].电子设计工程, 2013, 21 (20) :83-84.

[2] 王剑瑜.金溪电站水轮发电机组的技改增容[J].小水电, 2016 (4) :53-57.